Australia chce w krótkim czasie prześcignąć Katar i stać się największym eksporterem skroplonego gazu ziemnego na świecie. Pomóc ma w tym metan wydobywany z pokładów węgla, który już dziś stanowi 1/3 całego wydobycia gazu w tym kraju. To dzięki niemu oraz instalacjom zamieniającym gaz z pokładów węgla w LNG australijskie firmy mogą wysyłać w świat coraz więcej błękitnego paliwa. Metan z węgla wykorzystuje się także w elektrowniach gazowych. Wiceprezes PGNiG SA ds. rozwoju Łukasz Kroplewski mówi o korzyściach, jakie przynosi Australijczykom wydobycie metanu z pokładów węgla, i rozwiązaniach, które możemy przenieść do Polski.
– Przedstawiciele PGNiG brali niedawno udział w misji gospodarczej do Australii. Byli państwo szczególnie zainteresowani tematem wydobycia metanu z pokładów węgla, które rozwija się w tym kraju w ogromnym tempie. Czego możemy się nauczyć od Australijczyków?
Rzeczywiście Australia jest światowym gigantem w zakresie wydobycia metanu z formacji węglowych. Dla specjalistów z PGNiG, które wraz z partnerami z Państwowego Instytutu Geologicznego prowadzi projekty dotyczące przedeksploatacyjnego pozyskania metanu z pokładów węgla, przypatrzenie się z bliska stosowanym technologiom i poznanie tamtejszych realiów były wyjątkową okazją, aby móc spojrzeć na nasze plany w szerszym kontekście i pozyskać wiele interesujących informacji od australijskich ekspertów.
Metan z pokładów węgla to w nazewnictwie angielskim Coal-bed Methane (CBM). Stosujemy tę nazwę również w PGNiG, choćby w pracach naszej grupy ekspertów, działających w Międzynarodowym Centrum Doskonałości w zakresie Metanu z Kopalń. Natomiast Australijczycy używają trochę innego określenia – Coal seam gas (CSG), czyli gaz z pokładów węgla, co prawdę mówiąc, bardziej oddaje przyrodniczy sens występowania tego gazu w węglu, ponieważ nigdy nie jest to czysty metan. Z kolei wydobycie metanu z działających w Australii kopalń węgla, określane skrótem CMM (Coal-mine Methane) prowadzone jest w stosunkowo niewielkim zakresie, głównie z tego powodu, że w większości australijskich kopalń węgiel kamienny wydobywa się metodą odkrywkową. Trzeba zaznaczyć, że Australia jest największym eksporterem węgla kamiennego na świecie i czwartym światowym producentem tego surowca.
PGNiG realizuje projekt badawczy wydobycia metanu z pokładów węgla w Gilowicach. Australijczycy produkują go na skalę przemysłową już od dłuższego czasu. Czy to znaczy, że CBM czy też CSG wydobywa się tam łatwiej?
Wydobycie metanu z węgla prowadzone jest w Australii od lat 70. ubiegłego wieku, ale około 20 lat zajęło Australijczykom dojście do osiągnięcia przemysłowej skali wydobycia. A tak naprawdę to dopiero ostatnie 4-5 lat przyniosło gwałtowny wzrost produkcji z kilkunastu miliardów metrów sześciennych rocznie do blisko 40 miliardów obecnie, co daje Australii pierwszą pozycję na świecie.
Wydobycie metanu z pokładów węgla skupia się niemal całkowicie w stanie Queensland, w północno-wschodniej części kraju, gdzie 96% produkowanego gazu to właśnie CBM. Płytko położone formacje węglowe pozwalają na w miarę łatwą eksploatację. Mówimy o głębokościach od 300 metrów dochodzących do maksymalnie 600. Dla porównania, w Polsce w przypadku naszego pilotażowego projektu badawczego w Gilowicach interesujące z punktu widzenia CBM pokłady węgla zalegają w głębokościach od około 800 do nawet 1300 metrów i jest to sytuacja dość typowa dla pozostałych rejonów Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Około 70% metanu wydobywanego z pokładów węgla w stanie Queensland pochodzi z zagłębia Surat. Drugim istotnym obszarem wydobycia CBM w tym stanie jest zagłębie Bowen.
Jakie istotne różnice między wydobyciem w Polsce i w Australii warto zaznaczyć?
Płytkie położenie pokładów węgla w zagłębiach Surat i Bowen oraz ich wysoka przepuszczalność powodują, że występujący w nich metan można eksploatować pionowymi lub kierunkowymi otworami bez konieczności szczelinowania hydraulicznego, czyli bez konieczności udrażniania górotworu dla uwalnianego z węgla gazu. Z drugiej jednak strony, mimo że czas wiercenia otworów jest bardzo krótki, kilka-kilkanaście dni, to w kolejnej fazie musi nastąpić jednorazowy, ale trwający nawet kilkanaście miesięcy etap odwadniania, tzw. dewatering, czyli proces pozbycia się wody złożowej – w celu odwodnienia pokładów węgla i obniżenia ciśnień, a następnie uruchomienia procesu desorpcji i produkcji gazu z pokładów węgla.
To jedna z podstawowych różnic, ale jest ich między Polską a Australią wiele – inna geologia, inne górnictwo, inne regulacje prawne… Jednak mimo tego w zakresie CBM jest wystarczająco dużo obszarów wspólnych, aby móc skorzystać z wiedzy i doświadczenia Australijczyków.
Więc jakie podobieństwa można zauważyć?
Akurat w przypadku zagłębia Surat pokłady węgla, z których wydobywa się metan, nie będą w przyszłości eksploatowane ze względu na niewielkie miąższości tych pokładów. Ale już np. w zagłębiu Bowen produkcja metanu odbywa się w rejonie, gdzie firmy górnicze planują w późniejszych latach eksploatację węgla. Podobnie jak w przypadku założeń naszego projektu Geo-Metan, wydobycie węgla może być tam potem prowadzone w kopalniach w warunkach znacznie obniżonego ryzyka metanowych eksplozji, przy zastosowaniu wcześniejszego przedeksploatacyjnego ujęcia metanu. O korzyściach, jakie wydobycie metanu ma dla bezpieczeństwa pracy górników przy późniejszej eksploatacji węgla, mówi zresztą raport, który dla PGNiG sporządził Główny Instytut Górnictwa.
Jakie ciekawe rozwiązania technologiczne stosują Australijczycy?
Poza wspomnianym już zagłębiem Surat – płytkim, a co za tym idzie prostym i stosunkowo tanim do udostępnienia i zagospodarowania – cały czas prowadzi się prace w głębszym i geologicznie bardziej skomplikowanym zagłębiu Bowen. Pozyskiwanie metanu odbywa się tam, jak w przypadku naszego projektu realizowanego w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym, poprzez pionowy otwór intersekcyjny zasilany gazem z przecinającego otworu poziomego. Ciekawym rozwiązaniem stosowanym w Australii dla wiercenia otworu poziomego jest wykorzystanie specjalnie skonstruowanych urządzeń wiertniczych, które już od powierzchni mają zdolność wiercenia pod kątem nawet 50 stopni, co znacznie usprawnia i przyśpiesza proces wiercenia.
Kolejnym interesującym zagadnieniem jest woda wykorzystywana w procesie wydobycia CBM. Jest ona oczyszczana na terenie prowadzonej działalności wydobywczej, a następnie można ją ponownie wykorzystać. Trafia np. do farmerów albo wraca do wykorzystania w procesach technologicznych, np. na potrzeby wierceń. Ten aspekt środowiskowy jest niezwykle ważny, zwłaszcza że Australia na swoich rozległych terytoriach cierpi na niedobory wody. Dało to o sobie znać szczególnie tego lata, kiedy w np. Nowej Południowej Walii rolnikom mocno dała się we znaki susza.
W działalności pozyskiwania metanu z pokładów węgla dużym problemem jest zapewnienie efektywności i zwiększenie żywotności pomp wgłębnych. W Australii poza firmami operatorskimi i serwisowymi rozwiązaniami w tym zakresie zajmują się uznane ośrodki badawczo-rozwojowe i naukowe. Dzięki nawiązanym kontaktom również z tymi środowiskami liczymy na wymianę doświadczeń i zwiększenie skuteczności pracy na naszych otworach.
Poza tym Australijczycy dążą do wdrożenia technologii, które zminimalizują koszty. Mam tu na myśli daleko idącą automatyzację procesu wydobycia. Mieliśmy okazję być na terenie elektrowni gazowej zasilanej bezpośrednio gazem ujętym z węgla, która na miejscu obsługiwana była tylko przez dwie osoby na zmianie. To w pewnym sensie wynika też i z konieczności – biorąc pod uwagę znaczne odległości między terenami zaludnionymi a miejscami wydobycia.
Czy władze Australii wspierają firmy gazowe w wydobyciu surowca ze złóż niekonwencjonalnych?
O tym, że w Queensland nastąpił całkowity zwrot w kierunku wydobycia gazu niekonwencjonalnego świadczy spadek produkcji ze złóż konwencjonalnych. Same udokumentowane rezerwy w tradycyjnych złożach władze stanu Queensland obliczają na ok. 10 mld m3, podczas gdy zasoby CBM szacują na przynajmniej 1,03 bln m3. Szacowane zasoby dla całej Australii to 1,2 bln m3. Oczywiście Australia nie rezygnuje z produkcji z konwencjonalnych złóż – pod tym względem również jest znaczącym graczem. W 2017 roku tylko u wybrzeży terytorium Australii Zachodniej wydobyto blisko 60 mld m3 gazu ziemnego, a w całym kraju ponad 73 mld m3. Jednak według danych rządowej agencji Geoscience Australia, w ciągu najbliższych kilku lat cały kraj czeka zmiana i dominujące w tej chwili wydobycie gazu konwencjonalnego offshore zostanie stopniowo zastępowane przez produkcję gazu niekonwencjonalnego, głównie za sprawą nowych odkryć i nowych projektów wydobywczych związanych ze wzrostem znaczenia CBM.
Do czego wykorzystuje się tam metan pozyskany z pokładów węgla?
W Australii metan z pokładów węgla traktowany jest na równi z surowcem wydobywanym ze złóż konwencjonalnych. Dzięki CBM zasila się elektrownie gazowe, które produkują prąd na potrzeby mieszkańców i przemysłu. Przy czym lokalne potrzeby rosną w szczycie lata i ma to związek ze zwiększonym wykorzystaniem klimatyzacji.
Jednak większość gazu pozyskiwanego z pokładów węglowych trafia do terminali skraplających gaz na wschodzie kraju i wypływa w świat. Oczywiście produkcja gazu ze złóż konwencjonalnych – głównie na północny zachód od kontynentu i na Morzu Timor – również prowadzona jest z myślą o eksporcie, w tym wypadku poprzez instalacje skraplające na zachodzie Australii.
Cenne doświadczenia z Australii będziemy chcieli wykorzystać przy dalszym rozwoju naszego programu Geo-Metan. W Polsce metan wydobywany z pokładów węgla może pozwolić w przyszłości na zwiększenie bilansu krajowego wydobycia. Nie będziemy co prawda skraplać gazu i go eksportować, ale będziemy mieli więcej surowca dla polskiego przemysłu i odbiorców indywidualnych. Nie mówiąc już o korzyściach, jakie mogą odnieść spółki węglowe z wcześniejszego odmetanowania kopalń. Mam tu na myśli przede wszystkim znaczną poprawę bezpieczeństwa pracy górników podczas późniejszej eksploatacji pokładów węgla, dzięki czemu możliwe będzie zwiększenie tempa robót podziemnych. Dla środowiska natomiast oznacza to zmniejszenie emisji metanu do atmosfery.
AUSTRALIA
• Udokumentowane zasoby gazu ziemnego łącznie 3,6 bln m3
• Produkcja gazu ziemnego 113,5 mld m3 (18% wzrost r/r)
– ok. 1/3 łącznej produkcji gazu to CBM
• Roczne zużycie gazu: 42 mld m3
• Udział gazu w łącznym zużyciu energii: 25%
• Udział węgla w łącznym zużyciu energii: 32%
• Udział ropy naftowej w łącznym zużyciu energii: 37%
• Udział OZE w łącznym zużyciu energii: 6%
Źródło: CSIRO, dane za 2017
Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
